Advanced

Driftsoptimering av fjärrvärmenät

Kuuse, Jonatan LU (2017) MVK920 20171
Department of Energy Sciences
Abstract (Swedish)
The load in a district heating network varies greatly throughout the day due to variations in weather, outdoor temperature and the use of tap water. In order for the operation of production units to be more stable heat accumulation is used, most district heating networks have access to an accumulator tank that can be filled with hot water when the load is low and then pump it into the network once the load is higher. In this project, the potential for network accumulation was investigated. The idea is to use the district heating network as energy storage by raising the forward temperature before an expected load peak. The principle is the same as for a regular accumulator tank, with the difference that the stored energy will reach... (More)
The load in a district heating network varies greatly throughout the day due to variations in weather, outdoor temperature and the use of tap water. In order for the operation of production units to be more stable heat accumulation is used, most district heating networks have access to an accumulator tank that can be filled with hot water when the load is low and then pump it into the network once the load is higher. In this project, the potential for network accumulation was investigated. The idea is to use the district heating network as energy storage by raising the forward temperature before an expected load peak. The principle is the same as for a regular accumulator tank, with the difference that the stored energy will reach customers after a certain amount of time, whether or not it is necessary. Therefore it is important to create a good model for how the network reacts to a raise in forward temperature.

This study investigated the operation of two district heating networks, Mälarenergi and E.ON Malmö. To not be dependent on a network accumulation function, a weighted average of the usual district heating forecast is used to simulate the effect of network accumulation. Models for losses due to higher forward temperatures were created from available measurement data. The cost of start, stop and load change in the energy system model was also adjusted to investigate the impact of network accumulation on these costs. In Mälarenergi's system, the result was a saving of 0.54 % without the loss models. With the losses, saving was 0.21 % both with and without adjusted costs. In E.ON Malmö's system, the difference in total cost with the simulated network accumulation function was negligible for all cases. It turned out that the savings were mainly made in reduced costs for start, stop and load change.

The potential for energy storage in the system was also investigated. Depending on whether or not the increase in the return temperature is included, the storage capacity of the district heating water was 15.75-21.26 MWh/°C for Mälarenergi's networks. The storage capacity of district heating pipes was calculated at 8.86 % of the water capacity for a cross section of the pipe. The storage capacity of buildings connected to the district heating network was also calculated, an increase of 0.5 °C indoors temperature gives the Mälarenergi system a storage capacity of 506 MWh.

Interviews have also been conducted to get an idea of possible restrictions on network accumulation and customer interest in it. For the systems under investigation, there are no actual physical limitations to increase the forward temperature, the reason it is kept as low as possible is to minimize losses. Network accumulation is already manually done by certain operating groups, but there is an interest in optimizing the process. (Less)
Abstract (Swedish)
Lasten i ett fjärrvärmenät varierar mycket över dygnet på grund av variationer i väder, utomhustemperatur och användning av tappvarmvatten. För att driften av produktionsenheter ska bli jämnare används ofta värmeackumulering, de flesta fjärrvärmenät har tillgång till en ackumulatortank som kan fyllas med varmt vatten när lasten är låg för att sedan pumpa ut det i nätet vid hög last. I det här projektet undersöktes potentialen för nätackumulering, idén är att använda fjärrvärmenätet för energilagring genom att skicka ut något varmare vatten före en förväntad lasttopp. Principen är densamma som för en vanlig ackumulatortank med skillnaden att den lagrade energin kommer att nå kunderna efter en viss tid vare sig den behövs eller inte. Därför... (More)
Lasten i ett fjärrvärmenät varierar mycket över dygnet på grund av variationer i väder, utomhustemperatur och användning av tappvarmvatten. För att driften av produktionsenheter ska bli jämnare används ofta värmeackumulering, de flesta fjärrvärmenät har tillgång till en ackumulatortank som kan fyllas med varmt vatten när lasten är låg för att sedan pumpa ut det i nätet vid hög last. I det här projektet undersöktes potentialen för nätackumulering, idén är att använda fjärrvärmenätet för energilagring genom att skicka ut något varmare vatten före en förväntad lasttopp. Principen är densamma som för en vanlig ackumulatortank med skillnaden att den lagrade energin kommer att nå kunderna efter en viss tid vare sig den behövs eller inte. Därför är det viktigt att skapa en bra modell för hur detta sker.

I den här studien undersöktes drift av två fjärrvärmenät, Mälarenergi och E.ON Malmö. För att inte vara beroende av en funktion för nätackumulering jämnades istället den vanliga fjärrvärmeprognosen ut med ett viktat medelvärde för att simulera effekten av nätackumulering. Modeller för förluster som tillkommer till följd av högre framledningstemperatur skapades från tillgänglig mätdata. Kostnaderna för start, stopp och laständring i energisystemmodellen justerades också för att undersöka nätackumuleringens inverkan på dem. I Mälarenergis system blev resultatet en besparing på 0,54 % utan förlustmodellerna. Med förlusterna blev besparingen 0,21 % både med och utan justerade kostnader. I E.ON Malmös system var skillnaden i totalkostnad med den simulerade nätackumuleringsfunktionen försumbar. Det visade sig att besparingarna framförallt gjordes i sänkta kostnader för start, stopp och laständring. \\

Även mängden energi som potentiellt kan lagras undersöktes. Beroende på om eventuell förhöjning av returledningstemperaturen räknas med eller inte blev resultatet för fjärrvärmevattnets lagringskapacitet 15,75-21,26 MWh/°C i Mälarenergis system. Lagringskapaciteten i fjärrvärmerör beräknades till 8,86 % av vattnets kapacitet för ett tvärsnitt av röret. Även lagringskapaciteten för byggnader anslutna till fjärrvärmenätet beräknades, en höjning av inomhustemperaturen med 0,5 °C ger för Mälarenergis system en lagringskapacitet av 506 MWh.

Intervjuer har också genomförts för att få en bild av eventuella begränsningar för nätackumulering samt kundernas intresse för det. För de systemen som har undersöks finns inga egentliga fysikaliska begränsningar för att höja framledningstemperaturen, anledningen till att hålla den så låg som möjligt är att minimera förlusterna. Idag görs redan nätackumulering manuellt av vissa driftsgrupper men det finns ett intresse av att optimera processen. (Less)
Popular Abstract (Swedish)
Kan tillfälligt förhöjd vattentemperatur i fjärrvärmenät leda till ekonomiska besparingar för värmeproducenter? I den här studien undersöks kapaciteten och inverkan på produktionen av att använda fjärrvärmenätet som energilager.
Please use this url to cite or link to this publication:
author
Kuuse, Jonatan LU
supervisor
organization
alternative title
Drift i praktiken
course
MVK920 20171
year
type
H2 - Master's Degree (Two Years)
subject
keywords
Fjärrvärme, Nätackumulering, Driftsoptimering, Energilagring. District heating, network accumulation, Operation optimazation, Energy storage.
report number
ISRN LUTMDN/TMHP-17/5393-SE
ISSN
0282-1990
language
Swedish
id
8916562
date added to LUP
2017-06-20 09:11:13
date last changed
2017-06-20 09:11:13
@misc{8916562,
  abstract     = {Lasten i ett fjärrvärmenät varierar mycket över dygnet på grund av variationer i väder, utomhustemperatur och användning av tappvarmvatten. För att driften av produktionsenheter ska bli jämnare används ofta värmeackumulering, de flesta fjärrvärmenät har tillgång till en ackumulatortank som kan fyllas med varmt vatten när lasten är låg för att sedan pumpa ut det i nätet vid hög last. I det här projektet undersöktes potentialen för nätackumulering, idén är att använda fjärrvärmenätet för energilagring genom att skicka ut något varmare vatten före en förväntad lasttopp. Principen är densamma som för en vanlig ackumulatortank med skillnaden att den lagrade energin kommer att nå kunderna efter en viss tid vare sig den behövs eller inte. Därför är det viktigt att skapa en bra modell för hur detta sker.

I den här studien undersöktes drift av två fjärrvärmenät, Mälarenergi och E.ON Malmö. För att inte vara beroende av en funktion för nätackumulering jämnades istället den vanliga fjärrvärmeprognosen ut med ett viktat medelvärde för att simulera effekten av nätackumulering. Modeller för förluster som tillkommer till följd av högre framledningstemperatur skapades från tillgänglig mätdata. Kostnaderna för start, stopp och laständring i energisystemmodellen justerades också för att undersöka nätackumuleringens inverkan på dem. I Mälarenergis system blev resultatet en besparing på 0,54 % utan förlustmodellerna. Med förlusterna blev besparingen 0,21 % både med och utan justerade kostnader. I E.ON Malmös system var skillnaden i totalkostnad med den simulerade nätackumuleringsfunktionen försumbar. Det visade sig att besparingarna framförallt gjordes i sänkta kostnader för start, stopp och laständring. \\

Även mängden energi som potentiellt kan lagras undersöktes. Beroende på om eventuell förhöjning av returledningstemperaturen räknas med eller inte blev resultatet för fjärrvärmevattnets lagringskapacitet 15,75-21,26 MWh/°C i Mälarenergis system. Lagringskapaciteten i fjärrvärmerör beräknades till 8,86 % av vattnets kapacitet för ett tvärsnitt av röret. Även lagringskapaciteten för byggnader anslutna till fjärrvärmenätet beräknades, en höjning av inomhustemperaturen med 0,5 °C ger för Mälarenergis system en lagringskapacitet av 506 MWh.

Intervjuer har också genomförts för att få en bild av eventuella begränsningar för nätackumulering samt kundernas intresse för det. För de systemen som har undersöks finns inga egentliga fysikaliska begränsningar för att höja framledningstemperaturen, anledningen till att hålla den så låg som möjligt är att minimera förlusterna. Idag görs redan nätackumulering manuellt av vissa driftsgrupper men det finns ett intresse av att optimera processen.},
  author       = {Kuuse, Jonatan},
  issn         = {0282-1990},
  keyword      = {Fjärrvärme,Nätackumulering,Driftsoptimering,Energilagring. District heating,network accumulation,Operation optimazation,Energy storage.},
  language     = {swe},
  note         = {Student Paper},
  title        = {Driftsoptimering av fjärrvärmenät},
  year         = {2017},
}